浅谈低压气井优化开采在孤东气田中的应用

摘 要：针对胜利油田天然气开发处于中后期，接替难度大，原有气井天然气采收率低，开采过程中存在出水、出砂、压力低等问题，且大部分低压气井无法正常进入高压供气管网。按照油田天然气降耗增效总体要求，对孤东气田气井生产进行调研，结合油田“气代油”项目，采取分季节供气，在夏季高压气井关井时，开低压气井供孤东采油厂注气锅炉用气，经过一个夏季的应用，取得了良好的开采效果，达到了油田降本增效的目的，解决了低压气井无法利用的问题，完善了高低压工艺管网共用流程。

关键词：低压气井；改造；利用

1 课题提出背景

胜利油田油气集输总厂孤东采气队始建于1988年12月，承担着孤东、红柳两大油气田9大开发区块104口气井的开发管理及四座集气站和32公里Φ219外输支干线及159公里单井管线的巡查护线任务。孤东采气队所管辖的104口气井中，报废井17口、未投产井3口、在册井84口。在册井84口中，待报废井7口，因各种原因停产的问题井28口，有生产能力的气井49口。孤东气田已连续开发28年，所辖气井的实际动用储量为18.49×108m3，占气井控制储量21.25×108m3的87.01%，该气田从1995年起进入递减期，部分气井的压力、产量开始逐年下降，特别是近年来部分气井在生产过程中压力下降迅速，很快便与回压持平，甚至低于回压，而孤东采气队至孤岛压气站输气干线的管径由过去的Φ529已更改为Φ219，这样就使得干线的管容减少，冬季生产时的最高输气压力经常达到1.5-1.6MPa，使得这些压力低的气井天然气无法进入高压管网，影响了孤东采气队气井的正常生产。

为此，针对孤东气田气藏剩余可采储量较高、采收率较低的现状，为了保证气田的科学高效开发，对孤东气田集气站场和管线进行优化调整，消除管网压力对低压气井的影响，从而提高该气藏的最终采收率。

2 优化模式探索

按照胜利油田天然气降耗增效总体要求，根据孤东气田气井生产的实际情况，提出对低压气井优化开采，到达提质增效的目的，具体方案：利用高压气井关井期间，低压气井气利用站内高压系统进行开采及外输，提高商品量。由于2014年胜利油田实施了天然气替代自用原油孤东辛输气管线沿线站场改造工程，使得油田大部分采油厂蒸汽锅炉采用天然气能源，孤东油气区块也实现了油气集输总厂孤东1#集气站与孤东采油厂供气管网的连接，但是由于其天然气系统为高压管网系统，使得低压气井无法开采，所以需要对气井进行摸排，对低压井、站场进行工艺管网、设备优化，实现降耗增效的目的。

3 主要做法

3.1 气井情况调查

油气集输总厂组织有关技术人员对孤东区块的地质情况进行了详细的摸排，在孤东地区104口各类气井中共找出生产压力低、无法正常进入高压管网的气井22口，其中一号站9口，二号站6口，三号站7口，这些气井已累计生产天然气0.7×108m3，占其累计储量1.9×108m3的36.84%，剩余可采储量较高，实际采收率较低，仍然具有一定的开采价值。

目前该区块建有4座集气站，分别为：孤东1#集气站、孤东2#集气站、孤东3#集气站、红柳集气站。

在孤东地区生产压力低、无法进入集输管网的低压气井有22口，其中：无产能井4口；经过现场开井测试并结合地质资料，目前仍具有开采价值且无需新上作业的气井有10口，预计产气量可达6500m3/d；采取措施后能够开采的低压产能井8口，产能为14000m3/d。

3.2 气井筛选

按照胜利油田降耗增效的要求，对22口气井进行综合评估，对于无产能的4口井不进行考虑，对于需要采取气井作业措施的8口低压气井由于开发费用高，从经济效益方面综合评定为不宜开发，最终选定10口无需作业的气井进行优化，低压开采外输。

3.3 工艺优化

由于孤东采油厂气代油项目的流程与孤东一号集气站供气流程已经连接，孤东采油厂的生产用气压力一般在0.3MPa-0.5MPa，低压气井气生产完全可以满足供气要求，因此，需对孤东气田集气站场和管线进行改造调整，新建适合孤东气田实际情况的生产流程，消除管网压力对低压气井的影响，实现低压气井向孤东采油厂供气，从而提高该气藏的最终采收率。

由于这些低压气井长期不生产，气井管网多出现了腐蚀穿孔，地方施工破坏等情况，集气站内流程、设备不能满足低压生产需求，进行管网、站内设备优化如下：

3.3.1 井口流程

①恢复3口低压气井的井口流程，更换Φ60高压管线45米，井口保温套6个，井口阀门5个，卡箍及钢圈30套；

②8口气井因管线、分离器与高压生产井共用，需进行流程改造，并入其它低压气井流程，需要Φ60管线2950米；

3.3.2 集气站流程、设备

①对现有流程的阀门进行维修更换，需要DN80阀门3个；

②新增5台DN32智能流量计作为单井计量，并改建原计量流程；

③各集气站选用停用ϕ600单井分离器作为低压外输分离器使用；在三个集气站的低压外输分离器前各安装3台DN50智能流量计，对各站的外输低压气进行计量。

3.3.3 站低压外输流程

低压气井集输期间，由于单井压力及气量较低，需要更换高压气井单井流量计。2#、3#集气站内低压气外输，利用已建Φ219×6高压气外输管线，外输至1#站至已建气代油交接点。

4 实施效果

通过优化措施的实施，恢复孤东气田低压气井生产，2015年在夏季关高压气井期间，开低压气井，供孤东采油厂“气代油”项目，低压气井开采运行时间约为8个月，供气量约为108.17万方；按照胜利油田辛店末站交接天然气价格（不含税）3.03元/m3计算，取得经济效益为327.75万元。

5 结束语

通过低压气井优化，成功的提高了油气集输总厂天然气降耗增效和外销商品量，确保了气井安全，优化了资源配置利用，为胜利油田天然气开发后期的气井管理、低压气井再利用提供了有益的素材和经验。

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